Номер по Госреестру СИ: 79965-20
79965-20 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ТНС энерго Великий Новгород"
( )
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТНС энерго Великий Новгород» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Общие сведения
Дата публикации - 26.12.2020
Срок свидетельства -
Номер записи - 179203
ID в реестре СИ - 1384407
Тип производства - единичное
Описание типа
Поверка
Интервал между поверками по ОТ - 4 года
Наличие периодической поверки - Да
Методика поверки
Модификации СИ
Нет модификации,
Производитель
Изготовитель - Общество с ограниченной ответственностью "ТНС энерго Великий Новгород" (ООО "ТНС энерго Великий Новгород")
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г. Великий Новгород
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да
Статистика
Кол-во поверок - 2
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 0
Кол-во средств измерений - 0
Кол-во владельцев - 1
Усредненный год выпуска СИ - 0
МПИ по поверкам - 1460 дн.
Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ
№2020 от 2020.12.07 об утверждении типа средств измерений
Наличие аналогов СИ: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ТНС энерго Великий Новгород" ( )
| ИМПОРТНОЕ СИ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
|---|
Все средства измерений Общество с ограниченной ответственностью "ТНС энерго Великий Новгород" (ООО "ТНС энерго Великий Новгород")
|
№ в реестре cрок св-ва |
Наименование СИ, обозначение, изголовитель | ОТ, МП | МПИ |
|---|---|---|---|
|
79965-20 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ТНС энерго Великий Новгород", Общество с ограниченной ответственностью "ТНС энерго Великий Новгород" (ООО "ТНС энерго Великий Новгород") (РОССИЯ г. Великий Новгород) |
ОТ МП |
4 года |
Отчет позволяет вывести информацию о всех поверках, выполненных с применением аттестованных эталонов единиц величин.
На первом этапе работы отчета по поисковой фразе ищется один или несколько эталонов. Длина поисковой фразы должна быть не менее 5 символов. Поиск осуществляется по номеру эталона, названию, владельцу или номеру ГЭТ. Далее, щелкнув по колонке [количество поверок] можно перейти к списку поверок, выполненных с применением выбраненного эталона.
Кто поверяет Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ТНС энерго Великий Новгород" ( )
| Наименование организации | Cтатус | Поверенные модификации | Кол-во поверок | Поверок в 2024 году | Первичных поверок | Периодических поверок | Извещений | Для юриков | Для юриков первичные | Для юриков периодические |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| ООО "ЭНЕРГОПРОМРЕСУРС" (RA.RU.312376) | 2 | 1 | 1 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
Стоимость поверки Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ТНС энерго Великий Новгород" ( )
| Организация, регион | Стоимость, руб | Средняя стоимость |
|---|
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000». Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «Пирамида 2000» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
|
Идентификационные данные (признаки) | ||||
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcCli-ents.dll |
CalcLeak age. dll |
CalcLoss es.dll |
Metrolo- gy.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО | ||||
|
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0 ЫЬ21906 5d63da94 9114dae4 |
bl959ff70 belebl7c 83f7bOf6d 4al32f |
d79874dl 0fc2bl56 a0fdc27e lca480ac |
52e28d7b6 08799bb3c cea41b548 d2c83 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | ||||
Значение
|
ParseBin. dll |
Par-seIEC.dll |
Parse-Modbus, dll |
ParsePira mida.dll |
Synchro NSI.dll |
Verify- Time.dll |
|
не ниже 3.0 | |||||
|
6f557f885 Ь7372613 28cd7780 5bdlba7 |
48e73a92 83dle664 94521f63 d00b0d9f |
c391d642 71acf405 5bb2a4d3 felf8f48 |
ecf532935 cala3fd32 15049aflf d979f |
530d9b01 26f7cdc2 3ecd814c 4eb7ca09 |
lea5429b 261fb0e2 884f5b35 6aldle75 |
MD5
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «ТНС энерго Великий Новгород», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТНС энерго Великий Новгород»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП ЭПР-272-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТНС энерго Великий Новгород». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 10.08.2020 г.
Основные средства поверки:
-
- в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ;
-
- блок коррекции времени ЭНКС-2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 37328-15);
-
- анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «ТНС энерго Великий Новгород» (ООО «ТНС энерго Великий Новгород»)ИНН 7715825806
Адрес: 173015, г. Великий Новгород, ул. Псковская, д. 13
Телефон: (8162) 50-25-16
Web-сайт: novgorod.tns-e.ru
E-mail: sekr@novgorod.tns-e.ru
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесурс» (ООО «ЭнергоПромРесурс»)Адрес: 143443, Московская обл., г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская, д. 57, офис 19
Телефон: (495) 380-37-61
E-mail: energopromresurs2016@gmail.com
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
-
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер ООО «ТНС энерго Великий Новгород» на базе закрытой облачной системы VMware (сервер) с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Для измерительных каналов (ИК) №№ 1-15, 22 цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, на котором осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы соответствующего УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и хранение измерительной информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Далее измерительная информация от УСПД при помощи технических средств приема-передачи данных п оступает на сервер, на котором выполняется обработка, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Дополнительно сервер может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).
Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется не реже одного раза в час. Корректировка часов сервера производится при наличии расхождения.
Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера осуществляется во время сеанса связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов УСПД производится при расхождении показаний с часами сервера на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами соответствующего УСПД (для ИК №№ 16-21) осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний с часами соответствующего УСПД на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера (для ИК №№ 1-15, 22) осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний с часами сервера на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или значение коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока измерительные |
ТФНД-110М |
14 |
|
Трансформаторы тока |
ТФМ-110 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТФМ-110-II |
2 |
|
Трансформаторы тока измерительные |
ТФЗМ-110Б-1У1 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТФЗМ-ИОБ-VI |
1 |
|
Трансформаторы тока |
ТФЗМ-35А-У1 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛ-НТЗ-10 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТФН-35М |
3 |
|
Трансформаторы тока |
LZZB8-35D |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТГФ-110Ш |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТФН-35 |
2 |
|
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией |
ТПЛ-10У3 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТВК-10 |
1 |
|
Трансформаторы тока измерительные |
ТВЛМ-10 |
1 |
|
Трансформаторы тока измерительные |
ТВИ-110 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10с |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТБМО-110 УХЛ1 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-57У1 |
18 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ110-83У1 |
12 |
|
Трансформаторы напряжения |
НОМ-35 |
3 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-35 УХЛ1 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
JDZX8-35R2 |
3 |
|
рансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные |
НАМИ-35 УХЛ1 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-57 |
6 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
13 |
|
Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.02 |
2 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
5 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 |
2 |
|
Контроллеры сетевые индустриальные |
СИКОН С70 |
2 |
|
Устройства синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 |
|
Сервер ООО «ТНС энерго Великий Новгород» на базе закрытой облачной системы |
VMware |
1 |
|
Методика поверки |
МП ЭПР-272-2020 |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
ТНСЭ.366305.010.ФО |
1 |
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
|
Но мер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электро-энергии |
Метрологические характеристики ИК | |||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
УСВ |
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
1 |
ПС 110 кВ Ки- прия, ОРУ - 110 кВ, ВЛ 110 кВ Киприйская-1 |
ТФНД-110М Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В ТФМ-110 Кл.т. 0,2S 300/5 Рег. № 16023-97 Фаза: С |
НКФ-110-57У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С
НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С |
СЭТ- 4ТМ.03М.05 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
- |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
VMware |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,7 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
2 |
ПС 110 кВ Ки-прия, ОРУ - 110 кВ, ОВ 110 кВ |
ТФМ-110-II Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 53622-13 Фаза: А; С ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фаза: В |
2 СШ: НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С |
СЭТ- 4ТМ.03М.05 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
- |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
VMware |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,7 |
|
3 |
ПС 110 кВ №31 Рогавка, ОРУ -110 кВ, ВЛ 110 кВ Милодеж-ская-1 |
ТФНД-110М Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С |
НАМИ-1 1 0 УХЛ1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-03 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
- |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,7 | ||
|
4 |
ПС 110 кВ №31 Рогавка, ОРУ -35 кВ, ВЛ 35 кВ Тесовская-5 |
ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 3690-73 Фаза: А; В; С |
НОМ-35 Кл.т. 0,5 35000/^3/100/^3 Рег. № 187-49 Фазы: А; В; С
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-09 Фазы: АВС |
СЭТ- 4ТМ.02.2.14 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 |
- |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
| ||
|
5 |
ПС 35 кВ Тесово-2, Т-1 6 кВ |
ТПЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 51678-12 Фаза: А; В; С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-05 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
- |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
VMware |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
6 |
ПС 35 кВ Тесово-2, Т-2 6 кВ |
ТПЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 69608-17 Фаза: А; В; С |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 380-49 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
- |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 | ||
|
7 |
ПС 110 кВ Ба-тецкая, ОРУ -110 кВ, ВЛ 110 кВ Мирная-2 |
ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В ТФЗМ-ИОБ-VI Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 26422-04 Фаза: С |
НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С
НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С |
СЭТ- 4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
- |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,7 | ||
|
8 |
ПС 110 кВ Неболчи, ОРУ - 110 кВ, ВЛ 110 кВ Неболчин-ская-2 |
ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С |
Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-03 Фазы: А; В; С
Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С |
СЭТ- 4ТМ.03М.05 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
- |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
VMware |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,7 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
9 |
ПС 35 кВ Оскуй , ОРУ - 35 кВ, ВЛ 35 кВ Будого-щская-1 |
ТФН-35М Кл.т. 0,5 50/5 Рег. № 3690-73 Фазы: А; С |
ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/^3/100/^3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
- |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | ||
|
10 |
ПС 110 кВ Елисеево , ОРУ - 110 кВ, ВЛ 110 кВ Елисеево-Труд |
ТФНД-110М Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С |
НКФ-110-57У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С |
СЭТ- 4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
- |
Активная Реак тивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,7 | ||
|
11 |
ПС 110 кВ Под-березье (ПС-202), ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Холм-ская-1 |
ТБМО-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2S 100/1 Рег. № 23256-05 Фазы: А; В; С |
НКФ-110-57 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-05 Фазы: А; В; С |
А1802RAL-P4G- DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
- |
Активная Реак тивная |
0,9 1,6 |
1,6 2,7 | ||
|
12 |
ПС 110 кВ Ро- гавка, ОРУ - 35 кВ, ВЛ-35 кВ Те-совская-6 |
ТФН-35М Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 3690-73 Фаза: А ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 3690-73 Фаза: С |
2 СШ: НАМИ-3 5 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-09 Фазы: АВС |
СЭТ- 4ТМ.02.2.14 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 |
- |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
VMware |
Активная Реак тивная |
1,3 2,5 |
|
|
13 |
ПС 110 кВ Дуна-ево, ОРУ - 110 кВ, ВЛ 110 кВ Холмская-1 |
ТФНД-110М Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С |
НКФ-110-57У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С |
СЭТ- 4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
- |
Активная Реак тивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,7 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
14 |
ПС 110 кВ Свет лицы, ОРУ - 110 кВ, ВЛ 110 кВ Светлая-2 |
ТФМ-110 Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 16023-97 Фазы: А; В; С |
НКФ-110-57У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
- |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | ||
|
15 |
ПС 35 кВ Быко во, ОРУ - 35 кВ, ВЛ 35 кВ Быко-во-Никола |
LZZB8-35D Кл.т. 0,5S 150/5 Рег. № 59679-15 Фазы: А; В; С |
JDZX8-35R2 Кл.т. 0,5 38500/^3/100/^3 Рег. № 59680-15 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М.05 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
- |
Активная Реак тивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,7 | ||
|
16 |
ПС 110 кВ Выползово, ВЛ 110 кВ Выползово-Газовая (л.Валдайская1) |
ТГФ-110Ш Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 49114-12 Фазы: А; В; С |
НКФ-110-57У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
Активная Реак тивная |
1,3 2,5 |
| ||
|
17 |
ПС 110 кВ Вы-ползово, ОРУ -35 кВ, ВЛ 35 кВ Выползово-ПС № 2 |
ТФН-35 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 664-51 Фазы: А; С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
VMware |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,7 |
|
18 |
ПС 110 кВ Вы-ползово, ЗРУ-6 кВ, яч.22, Ввод 6 кВ КВЛ №22 |
ТПЛ-10У3 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-05 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
19 |
ПС 110 кВ Вы-ползово, ЗРУ-6 кВ, яч.17, Ввод 6 кВ КВЛ №17 |
ТВК-10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 8913-82 Фаза: А ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 1856-63 Фаза: С |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
| ||
|
20 |
ПС 110 кВ Вы-ползово, ОВ 110 кВ |
ТВИ-110 Кл.т. 0,2S 300/1 Рег. № 30559-05 Фазы: А; В; С |
НКФ-110-57У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
Активная Реактивная |
0,9 1,5 |
1,6 3,2 | ||
|
21 |
ПС 35 кВ Наса-кино, КРУН 10 кВ, Ввод 10 кВ КЛ №04 |
ТПЛ-10с Кл.т. 0,5 50/5 Рег. № 29390-05 Фазы: А; С |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,7 | ||
|
22 |
ПС 110 кВ Дно (ПС-116), ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Светлая-2 |
ТФНД-110М Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С |
НКФ-110-57 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-05 Фазы: А; В; С |
А1802RAL-P4G- DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
- |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
VMware |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU) |
±5 с | |||||||||
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при
доверительной вероятности, равной 0,95.
-
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
-
3 Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 11, 14, 15, 20 указана для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 5 % от 1нОМ; coso = 0,8инд.
-
4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД и УСВ на аналогичные утвержденных типов, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество ИК |
22 |
|
Нормальные условия: параметры сети: | |
|
напряжение, % от ином |
от 95 до 105 |
|
ток, % от 1ном | |
|
для ИК №№ 14, 15 |
от 1 до 120 |
|
для ИК №№ 11, 20 |
от 1 до 120 |
|
для остальных ИК |
от 5 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
0,9 |
|
частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
|
температура окружающей среды, °С |
от +15 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
|
напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
ток, % от 1ном | |
|
для ИК №№ 14, 15 |
от 1 до 120 |
|
для ИК №№ 11, 20 |
от 1 до 120 |
|
для остальных ИК |
от 5 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
от 0,5 до 1,0 |
|
частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков и | |
|
УСПД, °С |
от +5 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от +15 до +25 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12): | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.02, СЭТ-4ТМ.03: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-17): | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.02М, СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08): | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для счетчиков типа Альфа А1800: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для УСПД: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
|
для УСВ: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для сервера: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации: | |
|
для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М: | |
|
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
|
не менее |
113 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
40 |
|
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.02: | |
|
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
|
не менее |
113 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
30 |
|
для счетчиков типа Альфа А1800: | |
|
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
|
не менее |
180 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
30 |
|
для УСПД: | |
|
суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
|
электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее |
45 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
для сервера: | |
|
хранение результатов измерений и информации состояний | |
|
средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
-
- журнал счетчиков:
параметрирования;
пропадания напряжения; коррекции времени в счетчиках.
-
- журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени;
пропадание и восстановление связи со счетчиками.
-
- журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени.
Защищенность применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).